Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта, закачку в нагнетательные скважины воздуха, а после извлечения 45-50% извлекаемых запасов нефти закачку горячей воды температурой не ниже 60°С, плотностью 1,000-1,005 г/см³ через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи, теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка. Совместно с горячей водой закачивают горячий газ. В качестве газа используют газообразные продукты, образующиеся в процессе горения нефтяного пласта. Соотношение объемов закачки воды и газа подбирают, исходя из условия фонтанирования добывающих скважин. Увеличивается нефтеотдача, уменьшаются энергозатраты, сокращаются выбросы вредных веществ в атмосферу. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при термических способах разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов.

Известен способ вытеснения нефти из пласта, включающий закачку воды по затрубному пространству нагнетательной скважины и, одновременно, газа по ее насосно-компрессорным трубам, образование на забое скважины эжектированием водогазовой смеси и вытеснение нефти к добывающим скважинам, при этом в нагнетаемую воду периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1% (патент РФ №2170814, опубл. 20.07.2001 г.).

Недостатками известного способа является то, что при закачке ненагретых воды и газа понижается температура нефти в пласте, тем самым увеличивается ее вязкость и снижается подвижность, что влечет за собой снижение нефтеотдачи. Другими недостатками способа являются необходимость периодического извлечения из скважины эжектора с обратным клапаном для их ревизии и ремонта, кроме того, попутно добываемый с нефтью и закачиваемый обратно в пласт через нагнетательные скважины углеводородсодержащий газ является ценным сырьем.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта и закачку в нагнетательные скважины воздуха и рабочего агента, после извлечения 45-50% извлекаемых запасов в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента закачивают горячую воду температурой не ниже 60°С, плотностью 1,000-1,005 г/см³ и вязкостью, превышающей вязкость закаченного воздуха, при этом горячую воду закачивают через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи, добывающие скважины с обводненностью 99% закрывают и обеспечивают теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка (патент РФ №2404357, опубл. 20.11.2010 г.).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеотдачи, связанный с быстрым прорывом нагнетаемой воды по наиболее проницаемым прослоям и зонам пласта, а также дополнительные энергозатраты, связанные с необходимостью механизированного отбора жидкости из добывающих скважин из-за снижения ее газосодержания, как следствие, - увеличения гидростатического давления столба добываемой жидкости на забой, и прекращением фонтанирования скважин. Кроме того, образующийся при горении нефтяного пласта негорючий газ рассеивается в атмосфере, загрязняя ее.

Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи, снижение энергозатрат на добычу нефти и сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки нефтяной залежи, включающему отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта, закачку в нагнетательные скважины воздуха, а после извлечения 45-50% извлекаемых запасов нефти закачку горячей воды температурой не ниже 60°С, плотностью 1,000-1,005 г/см³ через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи, теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка, согласно изобретению совместно с горячей водой закачивают горячий газ и поверхностно-активное вещество с образованием водогазовой смеси, при этом в качестве газа используют газообразные продукты горения нефтяного пласта.

Сущность данного технического решения заключается в том, что фронт горения движется в нефтяном пласте по наиболее проницаемым зонам и прослоям, оставляя невыработанные области из-за прорыва закачиваемого воздуха к добывающим скважинам. Оставшаяся в невыработанных зонах нефть нагрета до высокой температуры прошедшим стороной фронтом горения посредством теплопередачи скелета породы и насыщающих ее флюидов, при этом ее подвижность существенно увеличивается по сравнению с начальными пластовыми условиями. Вытеснение нефти в невыработанных зонах посредством закачки воздуха невозможно, так как при горении уже образовались высокопроницаемые каналы, по которым происходит его прорыв к добывающим скважинам без совершения полезной работы. Таким образом, вытеснение остаточной нефти необходимо осуществлять рабочим агентом с существенно более низкой подвижностью, чем у воздуха, например водой. Кроме того, с целью более полного использования тепловой энергии, оставшейся после прохождения фронта горения, закачку менее подвижного рабочего агента следует осуществлять через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи. При этом будет происходить теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка, нагрев нефти в менее нагретых областях, увеличение ее подвижности и, как следствие - увеличение коэффициента нефтеотдачи залежи.

Известно (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти, М., "Недра", 1974 г., стр.123), что нефтеотдача коллектора в значительной степени зависит от соотношения подвижностей воды и нефти

М=К_в/µ_в:К_н/µ_н,

где К_в и К_н - фазовые проницаемости для воды и нефти,

µ_в и µ_н - динамическая вязкость воды и нефти.

При значительной величине М, характерной для залежей высоковязких нефтей и природных битумов, возникает вязкостная неустойчивость фронта вытеснения, сопровождающаяся быстрыми прорывами воды к эксплуатационным скважинам при низких значениях коэффициента нефтеотдачи. Уменьшение подвижности воды может быть достигнуто за счет повышения ее вязкости. При этом значительно повышается эффективность вытеснения нефти из неоднородного коллектора также вследствие выравнивания фронта вытеснения. Вязкость воды может быть повышена растворением в ней газов, а также образованием водогазовых смесей.

Использование водогазовой смеси для вытеснения вязкой нефти повышает коэффициент вытеснения и, как следствие, нефтеотдачу, а также способствует интенсификации процесса вытеснения (Дроздов А.Н., Телков В.П., Егоров Ю.А. и др. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №1. - С.58-59).

Кроме того, установлено (патент РФ №2142557, опубл. 10.12.1999 г.), что при растворении в воде 5-10% углекислого газа наблюдалось увеличение ее вязкости на 20-30%, уменьшение фактора подвижности в 2-3 раза, при растворении углекислого газа в нефти наблюдалось снижение ее вязкости в 1,5-2,5 раза, снижается межфазное натяжение на границе нефть - вода, происходит увеличение объема нефти (объемный эффект) и доотмыв остаточной нефти. Углекислый газ является одним из продуктов горения нефтяного пласта Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти, его объемное содержание в газовой фазе составляет 12-14%. Компонентный состав газообразных продуктов горения нефтяного пласта приведен в табл.1.

Способ осуществляют следующим образом. Первоначально осуществляют розжиг нефтяного пласта, ведут разработку залежи сухим внутрипластовым горением. После прорыва в добывающие скважины закачиваемого воздуха и газообразных продуктов горения и значительного снижения их дебита выбирают участок залежи из условия наличия в нем пластовой температуры не ниже 60°С, при которой вязкость и подвижность высоковязкой нефти и природного битума приближаются к вязкости и подвижности обычных нефтей. Это позволяет производить вытеснение высоковязкой нефти и природного битума водой или еще более вязким рабочим агентом. На разрабатываемой залежи используют пробуренные системы добывающих и нагнетательных скважин. В центре участка выбирают нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой и осуществляют закачку в нее горячей водогазовой смеси температурой выше 60°С. За счет закачки горячей водогазовой смеси вязкостью, значительно превышающей вязкость воды, снижается вероятность прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Высокопроницаемые каналы заполняются вязкой водогазовой смесью, увеличивается фильтрационное сопротивление при ее движении по поровому пространству, увеличивается давление закачки, тем самым в разработку вовлекаются прогретые, но не охваченные воздействием внутрипластового горения малопроницаемые нефтенасыщенные пропластки и зоны залежи. При обводненности добывающей скважины 99% ее закрывают, давая возможность продвигаться горячей водогазовой смеси в прилегающие к нагретой зоне области, прогревая и вытесняя находящуюся в них высоковязкую нефть или природный битум к более удаленным добывающим скважинам. Таким образом производится теплоперенос из зоны высоких температур в зоны низких температур без теплопотерь на нагрев рабочего агента в пластовых условиях, что позволяет охватить воздействием обширные области, превышающие размеры первоначального участка, и ввести в эксплуатацию большее количество добывающих скважин. В конечном итоге это ведет к увеличению коэффициента нефтеотдачи залежи.

При закачке горячей водогазовой смеси из-за высоких фильтрационных сопротивлений движению пластовое давление на линии нагнетания значительно выше, чем при закачке горячей воды, что ведет к увеличению депрессии на забое добывающей скважины. В связи с высоким газосодержанием водогазовой смеси ее плотность намного ниже плотности воды, что снижает гидростатическое давление столба водогазовой смеси на забой скважины. Указанные факторы позволяют эксплуатировать добывающие скважины в режиме фонтанирования без дополнительных энергозатрат на механизированный отбор жидкости.

С целью сокращения выбросов вредных веществ в атмосферу для приготовления водогазовой смеси используют горячие газообразные продукты горения нефтяного пласта, поступающие на установку подготовки нефти совместно с добываемой жидкостью. На установке подготовки нефти, расположенной на промысле, производят разделение добываемой продукции на газовую и жидкую фазы. Для улучшения процесса разделения жидкости на нефть и воду, ее нагревают. Нагретая и очищенная от нефтепродуктов отделенная вода совместно с отсепарированным горячим газом закачивается в нагнетательные скважины. При этом нет необходимости в очистке газообразных продуктов горения от вредных соединений, содержащихся в них, достигается крупный экологический эффект, защита воздушного бассейна. Достоинством способа является то, что для увеличения нефтеотдачи используется газ, подлежащий утилизации, без дополнительных затрат на его подготовку. Закачку водогазовой смеси можно вести с одновременным использованием компрессорного и насосного оборудования, с применением эжектора, или любыми другими известными способами. Выделяющееся при сжатии газа тепло также с пользой утилизируется для увеличения температуры водогазовой смеси.

С целью стабилизации водогазовой смеси в воду добавляют пенообразующее поверхностно-активное вещество.

Преимущества от закачки в пласт воды, отобранной с установки подготовки нефти: экономия тепловой энергии за счет исключения специального нагрева воды, экономия затрат за счет исключения технологического оборудования для нагрева воды.

Согласно предлагаемому способу с полезным эффектом используется тепло установки подготовки нефти, изолируются ее отходы, при этом горячая вода используется в качестве теплоносителя. Попутно добываемая вода переходит в продуктивные нефтяные пласты в химически родственную среду, поэтому загрязнения нефтяного пласта не происходит.

Новизной является то, что в качестве газовой фазы для водогазовой смеси используются горячие газообразные продукты горения нефтяного пласта, отобранные с установки подготовки нефти, дополнительно нагреваемые при их сжатии.

Пример 1. Разрабатывают участок нефтяной залежи площадью 4,5 га с 18 добывающими и 2 нагнетательными скважинами методом пластового горения до извлечения 45% от начальных извлекаемых запасов, составляющих 103,4 тыс.т нефти. Коллектор сложен рыхлым слабосцементированным песчаником, эффективная толщина которого в пределах данного участка в среднем составляет 10,8 м, пористость 30%, проницаемость 0,52 мкм²; глубина залежи 68-70 м; остаточная после прохождения фронта горения пластовая температура 82°С; пластовое давление 0,53 МПа; нефтенасыщенность 73%; вязкость нефти в пластовых условиях при t=82°С составляет 20-50 мПа*сек.

После прорыва в добывающие скважины закачиваемого воздуха и газообразных продуктов горения и значительного снижения их дебита при внутрипластовом горении прекращают закачку воздуха и начинают процесс закачки водогазовой смеси температурой не ниже 60°С. Водогазовую смесь закачивают через как минимум 1 нагнетательную скважину в среднегодовом объеме 20-50 тыс.м³ воды и 50-100 нм³ газообразных продуктов горения нефтяного пласта. Отбирают нефть из залежи 18 добывающих скважин фонтанным способом.

Таблица 1
Компонентный состав газообразных продуктов горения нефтяного пласта Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти, об.%
	O2	N2	СН4	СО	CO2	С2Н4	С2Н6	С3Н8	H2S
ср.значение	2,61	81,79	1,34	0,02	13,49	0,01	0,38	0,16	0,20

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта, закачку в нагнетательные скважины воздуха, а после извлечения 45-50% извлекаемых запасов нефти закачку горячей воды температурой не ниже 60°С, плотностью 1,000-1,005 г/см³ через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи, теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка, отличающийся тем, что совместно с горячей водой закачивают горячий газ.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве газа используют газообразные продукты, образующиеся в процессе горения нефтяного пласта.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что соотношение объемов закачки воды и газа подбирают исходя из условия фонтанирования добывающих скважин.